1、能源结构及能源强度现状
1.1、能源结构：以煤为主、多样化发展，受自给率约束
一次能源是指自然界中以原有形式存在的、未经加工转换的能量资源（与由一次能源加工转换而成的二次能源相对应），可分为化石能源和低碳能源两大类，具体包括石油、天然气、煤炭、核电、水电、可再生能源（光伏、风电、生物质能等）。
横向对比 2018 年中国、美国、日本、欧盟和全球平均的一次能源结构，可见：
（1）从化石能源的合计份额来看，中国与全球平均水平相当（为 85%），美国略低（为 84%），日本较高（为 88%），欧盟较低（仅为 75%）。
（2）化石能源具体包括石油、天然气、煤炭，由于我国的资源禀赋一直是“富煤缺油少气”，因此我国化石能源大幅偏重于煤炭，直到 2018 年煤炭在我国一次能源中的占比仍然高达 58%，而石油和天然气仅分别占 20%和 7%。从全球平均水平来看，石油、天然气、煤炭的占比更加均衡，分别为 34%、24%、27%；美国、欧盟的化石能源都更加依赖于石油和天然气，而煤炭占比仅分别为 14%、13%。
（3）低碳能源包括核电、水电、可再生能源，中国的低碳能源以水电为主，水电份额（为 8%）高于美、日、欧的水平（分别为 3%、4%、5%）；但中国的核能份额仅为 2%，大幅低于美国、欧盟（分别为 8%、11%），日本在福岛核事故后核电份额大幅下降，目前也仅为 2%；可再生能源方面，欧盟和日本的份额较高（分别为 9%、6%），美国为 5%，中国和全球平均水平一致（均为 4%）。
从 1965-2018 年一次能源结构的变化来看，我国在能源结构的多样性方面已经取得一定改善，尤其是 2010 年以来化石能源的份额从 92%下降到 85%，其中煤炭份额更是从 70%下降到 58%。
政策方面，2017 年 1 月印发的《能源发展“十三五”规划》和 2017 年 4 月印发的《能源生产和消费革命战略（2016-2030）》中，对能源消费总量、能源结构、单位能耗、能源自给率等方面均提出了发展目标，其中要求到 2020 年煤炭消费占比降至 58%以下、非化石能源占比达到 15%，这一目标已经提前完成。
从全球一次能源结构历史变化来看，能源结构也呈现出多样化的趋势，其中低碳能源的份额逐渐上升（尤其是风电、光伏等可再生能源份额上升），而化石能源当中的天然气份额也呈现上升趋势。
主要国家和地区当中，美国自页岩油（气）革命后，成为石油输出国家之一，能源消费结构中的油气份额也继续增加，煤炭份额近年来快速下降。日本则由于福岛核事故导致能源结构发生重大改变，核能份额大幅下降，而化石能源份额逆向增加，煤炭份额也因此出现回升。欧盟的能源结构多样化程度则更加领先，非化石能源份额已经达到四分之一。
从美国、日本、欧盟等国家地区能源结构的历史变化可以看出，能源结构呈现多样化的趋势，同时资源禀赋因技术进步可能出现变化、核事故等特殊事件的发生，也会造成能源结构发展的不确定性。
值得关注的是，我国在《能源生产和消费革命战略（2016-2030）》等政策中也提出了能源自给率的目标，要求到 2020 年能源自给率保持在 80%以上。我国的能源自给率自 2000 年下降至 100%以下并继续快速下降，到 2016 年已经下降到 79.8%，因此能源自给率成为能源结构变化的重要约束条件。考虑到近年来国际形势的复杂性增加，能源安全的重要性也随之上升。若煤炭在化石能源中的比例快速下降将导致能源自给率的进一步下降，进而影响到能源安全。因此，我们认为煤炭份额的下降速度可能放缓，需要依赖于核能、光伏、风电等非化石能源份额的逐步提升。
1.2、能源强度：持续下降但仍然偏高
随着经济快速增长，我国一次能源消费总量也持续增加，对比一次能源消费总量增速和 GDP 增速可见，大多数年份的能源消费增速低于 GDP 增速，因此我国单位 GDP 能耗（能源强度）呈下降趋势。
根据国家统计局口径的数据，我国单位 GDP 能耗自 2015 年的 0.662 吨标煤/万元下降至 2018 年的 0.570 吨标煤/万元，降幅已达到 13.85%。政策目标是到 2020 年，单位 GDP 能耗较 2015 年下降 15%，而前三年我国单位能耗下降目标的完成进度已经超过 90%。
我国能源强度的下降主要由两方面的因素驱动：
（1）经济结构转变，主要体现为二产占比下降、三产占比提高。国际能源署的《世界能源展望中国特别报告》中提到，中国服务行业每个增量的单位能耗比工业低13 倍。对比 2000 年和 2017 年的 GDP 构成和能源消费总量构成可见，2000-2017年三产占比自 39.8%提高到 51.9%，增加了 12.1pct；同时，三产耗能占比由 14.2%增加至 17.6%，仅仅增加了 3.4pct。
（2）能效管理改善，尤其是高能耗行业的能耗下降。《世界能源展望中国特别报告》中提到，2000-2016 年中国服务业的能源强度下降了 27%，而工业则下降了31%。根据发改委 2016 年 12 月印发的《“十三五”节能减排综合工作方案》，到2020 年我国单位工业增加值能耗下降 18%，各主要工业行业的能耗都将会有不同程度的下降。
横向对比各国 2017 年的能源强度，我国较世界平均水平仍有差距。若采用汇率法，我国能源强度是世界平均水平的 1.8 倍，分别是美国的 2.5 倍、欧盟的 3.3 倍、日本的 4.3 倍，差距很大。若采用购买力平价法，我国的能源强度也是世界平均和美国的 1.3 倍，是欧盟和日本的 1.7 倍。因此，我国的能源强度还有充分的下降空间，预计将在经济结构继续调整、能效管理继续优化的驱动下，长期持续下降。
从美国经验来看，随着三产占比的提升、主要产业能耗的下降，单位 GDP 能耗也呈现出长期下降的趋势，且近年来的年均下降速度并未放缓。
而美国在煤炭消费量步入下行周期后，虽然其出口煤价随国际煤价而波动，但国内电厂煤价基本保持稳定。
1.3、终端用能结构：集中于工业，电力占比逐渐增加
以 2018 年美国能流图为例，各类一次能源一部分直接进入终端部门消费，另一部分则用于发电，接着经由电力的形式进入终端部门消费（与此同时产生能量耗损）。我们在此所探讨的终端用能结构（TFC），指的是终端部门（即工业、运输、居民、商业等）间的能源消费结构，以及进入终端消费的能源种类构成（包括电力）。
对比各国终端用能的部门构成，中国的能源消费大幅集中于工业，虽然工业耗能呈现出下降的趋势，但仍然高于世界平均水平，也大幅高于美国、日本、欧盟等地。
此外，在终端消费的能源种类中，一次能源直接消费的比例有所下降，而通过电力进入终端消费的能源占比则从 1990 年的 5.9%持续上升到 2017 年的 23.9%。因此，终端能源消费的种类构成趋势一方面是电力替代一次能源直接消费，另一方面发电的燃料结构也在多元化。
2、中国能源展望（至 2040）
2.1、IEA 新政策情景的假设与能源展望结果
国际能源署在进行世界能源展望时，对各国的经济增速、经济结构等进行一系列假设，并给出了直至 2040 年三种情景下的能源展望结果，其中新政策情景为其核心预测情景（新政策情景同时考虑当前已执行政策以及宣布推出的新政策），其主要经济假设如下：
根据 IEA 新政策情景下的展望结果，我国一次能源需求总量在 2040 年之前持续增长，增速逐渐放缓；煤炭需求持续负增长，但降幅较小：2020-2025 年、2025-2030年、2030-2035 年、2035-2040 年期间的年均降幅仅分别为-0.2%、-0.4%、-0.8%、-1.1%。至 2040 年，我国煤炭需求总量仍然基本稳定，煤炭在我国能源结构中的主要地位并不改变。
2.2、IEA 新政策情景下的电力展望
根据 IEA 新政策情景下的展望结果，到 2040 年我国终端能源消费的种类构成中，电能占比持续上升，成为最主要的来源，电力在能源消费中的主导地位加强，也因此用电需求好于用能需求。
在新政策情景和当前政策情景下，即便考虑发电结构的调整，煤电直到 2030 年之前都维持正增长，到 2030 年后才逐渐下滑，因此电煤需求略好于煤炭整体需求。由于我国目前的燃煤电厂普遍建成年限较短、效率较高，因此存量的燃煤电厂基本可锁定 2030 年之前的电煤需求，但新增装机中的可再生能源比例明显增加。
IEA 同时也展望了各类发电技术的成本对比，认为：（1）太阳能发电在 2020 年左右比新建和现役燃气发电都便宜，在 2030 年比新建燃煤发电和陆上风电便宜。到2040 年，太阳能发电成本也将低于在运燃煤电厂的成本，成为中国最便宜的发电方式。（2）陆上风电现在已经比燃气发电厂有成本优势；到 2035 年其平均成本将低于新建燃煤电厂的成本；到 2040 年将接近在运燃煤电厂的成本。值得注意的是，这一展望考虑了二氧化碳成本的逐渐上升，若二氧化碳的成本低于情景假设值，则新能源发电形成成本优势的时间或将延后。
2.3、其他情景下的能源展望对比
IEA 对未来我国的能源发展路径同时给出了三种情景，不同情景下假设的经济增速、人口增速等宏观变量是一致的，区别在于：（1）当前政策情景：只考虑当前已执行的政策，并作为新政策影响的评估基准；（2）新政策情景（即核心预测情景）：同时考虑当前已执行政策以及宣布推出的新政策；（3）可持续发展情景：达到联合国《2030 年可持续发展议程》中与能源相关目标措施下的情景。
与 IEA 相似的是，BP 也提供了四种情景下的中国能源展望，包括渐进转型情景、飞禽走兽老虎机能源情景、逆全球化情景、快速转型情景，其中核心预测情景是渐进转型情景。
对比 BP 的渐进转型情景与 IEA 的新政策情景可见，IEA 对于能源转型的进度预期要弱于 BP。对于未来煤炭需求增速，IEA 预计 2016-2040 年 CAGR 为-0.57%，而 BP 预计 2017-2040 年 CAGR 为-1.3%；对应 2040 年能源结构中的煤炭占比，IEA的预测为 45%，而 BP 预测仅为 35%。
事实上，截至目前，我国一次能源消费增速和煤炭消费增速都是高于 IEA 和 BP核心预测情景的。2018 年，我国一次能源消费量增速高达 4.3%，较 2007-2017 年的复合年均增速（为 3.9%）继续上升；2018 年的能源强度仅仅下降了 2.2%，低于 2007-2017 年的年均降幅（4%）。对于煤炭而言，2018 年的煤炭消费增长 0.9%（BP 口径），继续正增长。同时，IEA 的报告中也指出目前水泥和粗钢产量的下降较预测出现延迟。
3、2019 年煤炭行业回顾：长协价基本稳定，竞争格局优化
3.1、国内产量：全国产量同比上升，核心产区增速较快
2019 年 1-9 月，全国原煤产量同比增长 4.5%至 27.36 亿吨，继续保持较快的增速。其中，内蒙、山西、新疆的原煤产量在 1-9 月分别同比增长 10.4%、8.3%、16.7%，大幅高于全国平均增速。陕西省的原煤产量受到 2019 年初神木矿难的影响，1-5月产量累计同比下滑 13.2%，6 月以来逐渐恢复增长，因此 1-9 月累计同比增速为-1.7%。
自供给侧改革以来，全国原煤产量从 2017 年起恢复小幅增长，同时随着先进产能置换、落后产能退出，核心产区晋陕蒙新四省产量保持着高于全国平均水平的增速，2019 年 1-9 月的四省产量份额也上升至 76.46%，较 2016 年大幅上升 7.36pct.
3.2、进口煤：由于内外煤高价差，煤炭进口量大增
年初以来，国际煤价明显下跌，而国内煤价跌幅较小，导致内外煤价差（以广州港到岸价计）飙升，3 月以来大多数时间该价差保持在 100 元/吨以上。对比2017-2018 年，内外煤价差的平均值约为 60 元/吨，因此今年进口煤较国内煤在东南沿海地区的价格优势非常明显，导致 2019 年以来的煤炭进口量大增。
2019 年 1-9 月，我国煤炭累计进口量 2.5 亿吨，累计同比增加 9.5%。虽然政策面有进口煤平控的导向（2018 年全年煤炭进口量为 2.8 亿吨），但在目前的内外煤价差水平下，预计 2019 年全年进口煤量大概率仍将超过 3 亿吨。进口煤供给的增长将驱动内外煤价差收窄，对国内煤价形成压力。
3.3、下游：电力耗煤负增长拖累煤炭消费量增速
煤炭行业的四大下游为电力、钢铁、化工、建材，各行业耗煤量占比自 2016 年至2019M1-9 略有变化：（1）电力行业占比自 50%提高至 54%；（2）钢铁行业占比自 17%提高至 18%；（3）化工行业占比保持 7%；（4）建材行业占比自 14%下降至 12%；（5）其他行业耗煤量从 12%持续下降至 9%。
从煤炭需求的中长期趋势来看，由于电力在能源消费占比的提升，电煤需求大概率将好于煤炭整体需求。但由于 2019 年受到水电的冲击，火电发电量增速大幅回落，电煤需求大幅下滑（从 2018 年的 6.6%下滑至 2019M1-9 的-0.2%），带动煤炭整体需求回落（从 2018 年的 3.4%下滑至 2019M1-9 的 0.7%）。我们认为，2019年电煤需求负增长属于偶然现象，2020 年的火电耗煤需求将好转，带动煤炭消费增速回升至 1-2%左右。
3.4、库存：总量上升，结构向港口和电厂转移
供给侧改革以来，煤炭库存发生了结构性变化：截至 2019 年 9 月，全国煤企库存5750 万吨，仍处于低位；主流港口库存 9 月均值 6523 万吨，明显上升；全国重点电厂库存 9 月末为 8598 万吨，明显上升。煤炭库存呈现出由产地向中转地和终端转移的趋势。
从库存总量来看，由于 2019 年以来国内产量同比继续增长且核心产区增速较快，煤炭进口量大增，下游电力耗煤负增长拖累消费量增速，因此 2019 年煤炭库存有所累积，各环节库存总量上升，对煤价形成压力。
3.5、煤价：长协价基本稳定，现货价回落至绿色区间
供给侧改革以来煤价稳定性得到提高，政策导向的绿色区间基本实现。2019年1-10月，年度长协煤价均值为 556.5 元/吨，同比略降 0.45%，全年在 551-562 元/吨的区间内窄幅波动。现货煤价方面，2019 年 1-10 月秦港动力煤（Q5500）平仓价均值为 595.8 元/吨，同比-8.74%；截至 2019 年 10 月末，秦港动力煤平仓价跌至 557元/吨，回落至绿色区间内。
3.6、产量向优势资源地区和头部煤企集中
供给侧改革以来，我国煤炭产量持续向优势资源地区集中，随着晋陕蒙运输条件的改善、以及坑口电厂等建设带来产地煤炭消费量增加，晋陕蒙地区在煤炭产销方面的核心地位得到持续的强化。
此外，我们统计了近 10 年来煤炭行业前十大煤企产量占全国原煤产量的比例，2008 年至 2018 年，前十大煤企产量占比从 29%波动上升至 45%，煤炭行业呈现出向头部企业集中的趋势。
中长期看，在全国煤炭产销量持平或微降的状态下，优势地区和龙头煤企凭借市场份额的扩张依然可以保持产销量的稳定或小幅增长。
4、未来 5 年煤炭有效产能增速测算
4.1、去产能：“十三五”去产能收尾，“30 万吨以下”去产能开启
“十三五”去产能步入尾声：据 2019 年 6 月国家能源局在能源安全新战略五周年行业座谈会上的表述，我国累计退出煤炭落后产能 8.1 亿吨，提前两年完成“十三五”去产能目标任务。部分省份 2019 年继续推进去产能（部分省已超额完成目标）。据不完全统计，已公布 2019 年去产能规模的 12 个省份的去产能规模合计5354 万吨。
2019 年 8 月，发改委等六部委印发《30 万吨/年以下煤矿分类处置工作方案》：通过三年时间，力争到 2021 年底全国 30 万吨/年以下煤矿数量减少至 800 处以内，华北、西北地区 30 万吨/年以下煤矿基本退出，其他地区 30 万吨/年以下煤矿数量原则上比 2018 年底减少 50%以上。（注：不含 30 万吨）
我们根据 2018 年底的在产煤矿产能统计，全国 30 万吨以下（不含 30 万吨）的煤矿数量合计 1181 个，合计产能 13854 万吨，主要分布于四川、贵州、黑龙江、云南、湖南等地。假设华北、西北全部退出，其他地区产能减半，则该项去产能需要退出的规模为 7105 万吨。此外，我国仍有大量 30 万吨的煤矿产能，这些小规模矿井未来也有退出置换的可能。
煤炭工业规划设计研究院发布的《中国煤炭行业“十三五”煤控中期评估及后期展望》执行报告中指出，预计 2019-2020 年，煤炭行业仍将有 1.8 亿吨左右的去产能空间。我们综合考虑 30 万吨以下产能处置规模、部分省份 2019 年去产能的情况，预计全国 2019 年实际去产能约 1 亿吨，2020 年去产能 8000 万吨。
4.2、新增煤炭产能的流程
……
4.3、建设煤矿产能规模及释放测算
截至 2018 年末，我国建设煤矿产能合计 10.56 亿吨，平均单井产能仅为 91 万吨，主要是由于其中 3.36 亿吨的煤矿是资源整合矿（平均单井产能仅为 48 万吨），此外，改扩建、技术改造煤矿的平均单井产能也较低。未来建设煤矿产能释放主要是新建煤矿。
2018 年底，已经进入联合试运转的各省产能合计 37244 万吨，由于联合试运转通常为 6-12 个月，因此这部分产能基本在 2019 年已经投产，假设 2019 当年贡献产量 70%，对 2020 年贡献增量 30%。
未进入联合试运转且不属于 30 万吨以下煤矿的产能，根据其类型，分别假设新建100%、改扩建和技术改造 50%、资源整合 20%的产能可以投产形成供给端的增量，据此计算各省合计 39377 万吨。通常情况下，煤矿核准后的建设期为 2-4 年，预计在 2020-2023 年释放产量。
此外，我们统计了发改委和能源局 2019 年以来至今核准的产能（即 120 万吨及以上煤矿产能），发改委 2019 年以来共核准 14800 万吨、能源局 2019 年以来共核准6000 万吨，合计达到 20800 万吨。这部分都是单井 120 万吨及以上的新建煤矿，考虑其建设周期预计在 2021-2024 年释放产量。同时，我们假设 2020 年核准规模下降至 10000 万吨，存量未核准产能置换基本完成。
综合建设煤矿投产带来的有效产能增加，以及去产能导致的有效产能减少，我们预计未来 5 年煤炭有效产能的增速如下表所示，预计 2020-2024 年国内煤炭供给的增速分别为 2.4%、2.3%、3.8%、2.8%、0.4%。
5、投资策略
煤价方面，由于 2019 年行业已经开始出现累库迹象，预计 2020 年煤炭产量增速仍将大于需求增速，因此煤价中枢继续下移。同时我们注意到，煤价的支撑因素包括：（1）集中度提升带来行业竞争格局的优化，供给端可调控性大幅加强；（2）需求端 2020 年的电煤需求预计较 2019 年将好转。因此，我们预计 2020 年长协煤价将回落至绿色区间基准价附近，而现货价则回落至接近长协价。继续推荐具有资源优势、高股息的龙头煤企陕西煤业、中国神华。
重点推荐公司：
陕西煤业：资源禀赋优越，吨煤成本低，吨煤净利润业内领先。小保当矿投产带动煤炭产量增长，可贡献业绩增量。中长期受益于蒙华铁路通车带来的运输区位改善。现金流充裕，有望维持高分红，股息率较高。预计 2019-2021 EPS 1.13、1.15、1.17 元，对应 2019 年 10 月 30 日股价估值分别为 7.5、7.4、7.3 倍，买入评级。
中国神华：煤电运一体化经营提高公司业绩稳定性，且煤炭销售的长协占比高，综合售价波动小。公司现金流充裕，具有持续高分红的基础，股息率高。预计2019-2021 EPS 2.25、2.28、2.32 元，对应 2019 年 10 月 30 日股价估值分别为 8.2、8.0、7.9 倍，审慎增持。
（报告来源：兴业证券）
